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ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

Exmo. Senhor

Prof. Doutor Vítor Santos

Presidente do Conselho de Administração da E R S E

E R S E - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

Edifício Restelo

Rua Dom Cristóvão da Gama n ° 1, 3°

1400- 113 Lisboa

Lisboa, 19 de janeiro de 2017

Ref: E-Técnicos/2016/1220/JE/mm, de 30-11-2016

Assunto: Consulta pública à proposta de PDIRD-E 2016

Exmo. Senhor,

Em seguimento da carta de referência junto o P A R E C E R C C S E - EXT N° 1/2017 aprovado

na reunião extraordinária da Seção do Setor Elétrico do Conselho Consultivo da E R S E

realizada no dia 16 de janeiro de 2017.

Com os melhores cumprimentos,

O Presidente do Conselho Consultivo

Eng° Mário Ribeiro Paulo

Anexo: P A R E C E R C C S E - EXT N° 1/2017

Edifício Restelo Tel; +351 213 033 200 Rua Dom Cristóvão da Gama. 1 Fax: +351 213 033 201 1400-113 Lisboa [email protected] PORTUGAL www.erse.pt

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ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

O n O O O

E N T I D A D E R E G U L A D O R A D O S SERVIÇOS ENERGÉTICOS

C O N S E L H O C O N S U L T I V O SECÇÃO ELETRICIDADE

PARECER CC-EL EXT NS 1 / 2 0 1 7 , d e 1 6 . 0 1 . 2 0 1 7

S o b r e os d o c u m e n t o s a p r e s e n t a d o s p e l o CA d a ERSE, r e f e r e n t e s a o

" P l a n o d e D e s e n v o l v i m e n t o e I n v e s t i m e n t o d a R e d e d e D i s t r i b u i ç ã o d e e l e t r i c i d a d e , p a r a o p e r í o d o 2 0 1 7 - 2 0 2 1 "

1 - lISfmODUÇÃO E ENQUADRAMENTO

Em cumprimento do estabelecido no artigo 41,2 do Decreto-Lei n.629/2006, de 15 de Fevereiro, na sua atual redação dada pelo Decreto-Lei ns 215-A/2012, de 8 de Outubro e, nos artigos 40.^ e 40.5-A do Decreto-Lei n.s 172/2006, de 23 de Agosto, na sua atual redação conferida pelo Decreto-Lei n.5 215-B/2012, de 8 de Outubro, a EDP Distribuição, enquanto operador da Rede Nacional de Distribuição (RND) apresentou à Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG) uma proposta de Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Distribuição de Eletricidade, para o período 2017-2021 (PDIRD), a quem compete a apreciação do documento e a determinação de eventuais alterações.

Posteriormente, a DGEG comunicou à ERSE a proposta de PDIRD, para efeitos de promoção da consulta pública ao seu conteúdo, com a duração de 30 dias e subsequente emissão de parecer, tendo em conta os resultados da mesma.

Neste contexto, o Conselho de Administração (CA) da ERSE solicitou ao Conselho Consultivo |CC), nos termos da alínea c) do n? 3 do Artigo 43^ dos Estatutos da ERSE (Decreto-Lei n.5 97/2002 de 12 de Abril, com a redação dada pelos Decretos-Lei nSs. 200/2002, de 25 de Setembro, 212/2012, de 25 de Setembro, e 84/2013, de 25 de junho), parecer sobre o Plano referido, entretanto submetido a Consulta Pública. Paralelamente, a DGEG submete o PDIRD ao operador da Rede de Transporte (ORT), para emissão de parecer.

Com base nos pareceres emitidos pela ERSE e pelo ORT, o operador da RND elabora a proposta final do PDIRD-E 2016, a submeterá DGEG, que a enviará ao membro do Governo responsável pela área da energia, que o aprova após discussão na Assembleia da República, nos termos da Lei n.^ 42/2016 de 28 de dezembro que no seu artigo 262.^ altera a redação do artigo 41.5 do Decreto-Lei n.5 29/2006, de 15 de fevereiro, nesse sentido.

Além da documentação disponibilizada pela ERSE, o CC beneficiou, ainda, de duas apresentações, uma da ERSE e outra da EDP Distribuição, as quais permitiram um melhor entendimento do PDIRD em apreciação.

O PDIRD constitui o principal instrumento de planeamento da RND, sendo elaborado com periodicidade bienal, tendo em conta as necessidades de investimento para assegurar níveis adequados de segurança do abastecimento de energia elétrica e o cumprimento de metas de política energética. Assim, o planeamento da RND está naturalmente interligado com estas premissas, sendo abordado nas vertentes técnica (projetos) e orçamental/financeira (quantificação e orçamentação).

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C O N S E L H O C O N S U L T I V O

De acordo com os artigos anteriormente referidos, dos decretos-lei 215-A/2012 e 215-B/2012, o planeamento da RND deve considerar, entre outros, os seguintes aspetos:

• Assegurar a existência de capacidade nas redes para a receção e entrega de eletricidade, com níveis adequados de qualidade de serviço e de segurança, e o seu desenvolvimento adequado e eficiente, no âmbito do mercado interno da eletricidade.

• Estar coordenado com o planeamento da rede de transporte, nos termos definidos na lei. • Ter em conta e facilitar o desenvolvimento de medidas de gestão da procura e de produção

distribuída de eletricidade.

• Ter em conta a caracterização da RND, contendo a informação técnica que permita conhecer a situação da rede, designadamente a capacidade instalada nas subestações.

• Ter em consideração o RMSA (Relatório de Monitorização da Segurança do Abastecimento) mais recente.

• Considerar os padrões de segurança para planeamento da RND e as demais exigências técnicas e regulamentares.

• Considerar as solicitações de reforço de capacidade de entrega formuladas pelos concessionários das redes BT e as licenças de produção atribuídas, bem como outros pedidos de ligação à rede de centros eletroprodutores.

Por recomendação da ERSE, incluída no parecer à proposta do PDIRD 2015-2019, o ORD apresentou informação adicional relativa ao investimento não específico e aos encargos diretos, transversais e financeiros, associados ao investimento na RND.

O PDIRD inclui ainda uma análise ambiental com incidência na atividade da EDP Distribuição, nas vertentes de cariz ambiental e de sustentabilidade.

2-ANÁUSE DO PDIRD2017-2021

2.1 G e n e r a l i d a d e s

A atual proposta de PDIRD-E 2016 descreve para o horizonte 2017-2021 um investimento global de 849 milhões de euros para o cenário intermédio a custos totais, refietindo um conjunto de 120 projetos de investimento específico, englobados em programas de investimento, cujo montante global a custos primários ascende a 511 milhões de euros no cenário de referência (n.^ 2), dos quais 280 milhões de euros correspondem a projetos e a programas de investimento já aprovados no PDIRD-E 2014 para o período 2017-2019.

Segundo o operador da RND, o desenvolvimento da RND baseou-se na adoção de soluções que proporcionam quer uma melhoria de eficiência energética e económica expressas pela ligeira redução da energia de perdas, quer uma melhoria da qualidade técnica do serviço prestado aos clientes expressa pela redução de interrupções de fornecimento e respetiva duração, assegurando a plena satisfação do aumento dos consumos nas condições regulamentares de segurança de pessoas e bens.

Refere, ainda, que o planeamento da rede de distribuição teve em conta e facilitou o desenvolvimento de medidas de gestão da procura e de produção distribuída de eletricidade.

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2.2 Princípios e c r i t é r i o s de p l a n e a m e n t o

Os princípios e critérios de planeamento compreendem três áreas distintas: Princípios básicos de planeamento, critérios de seleção de investimentos e análise de risco.

2.2.1 Princípios básicos de planeamento

Os princípios básicos de planeamento adotados no PDIRD assentam em três vertentes, nomeadamente as exigências regulamentares, as restrições técnicas e a avaliação técnico-económica, destacando-se os seguintes temas em cada vertente:

Exigências regulamentares: O planeamento da RND deverá (i) garantira existência de capacidade disponível na rede para a receção e entrega de eletricidade; (ii) cumprir os padrões de qualidade de serviço aplicáveis; (iii) facilitar a gestão da procura e da produção distribuída; (iv) observar as orientações de politica energética; coordenar o planeamento da RND com o planeamento da RNT; e (v) coordenar o planeamento das redes BT com o planeamento da RND.

No que concerne à compatibilidade entre os investimentos do PDIRD e do PDIRT, em termos gerais, parece estar assegurada, havendo, contudo, desfasamentos ou alterações decorrentes da normal evolução do contexto e dos pressupostos a este exercício que estão devidamente assumidas por ambos os Operadores, em cumprimento do Artigo 402, do decreto-lei n^ 172/2006, de 23 de Agosto.

A coordenação entre o PDIRD e o PDIRT é garantida através da realização de reuniões formais e regulares, assegurando a programação técnica e operacional dos projetos comuns.

Restrições técnicas: Evitar que os materiais e equipamentos instalados nas redes não fiquem sujeitos a solicitações que ultrapassem os seus valores nominais, exceto em situações de contingência, desde que não ponham em causa a segurança e de pessoas e bens; garantir a disponibilidade de potência requisitada, de acordo com as características regulamentares; reserva N-1 de qualidade de serviço (Subestações AT/MT e linhas MT nas zonas A de qualidade de serviço e Subestações AT/MT nas zonas B e C de qualidade de serviço); limites de sobrecarga admissíveis em regime N-1; garantir que as variações da tensão de alimentação nos barramentos de clientes estarão dentro dos limites admissíveis no RQS, bem como na norma NP EN 50160.

Avaliação técnico-económica:

A remuneração dos investimentos do operador da RND é definida por açâo regulatória. Neste contexto, são avaliados os benefícios dos projetos de investimento para o SEN e para a sociedade.

Os investimentos são previamente sujeitos a uma análise técnico-económica avaliando, por um lado, o comportamento da rede resultante das solicitações previsíveis no futuro, quer em termos de perdas quer em termos de qualidade de serviço e, por outro, a necessidade de recursos financeiros envolvidos. O resultado económico para as diversas alternativas e cenários dos projetos de investimento exprime-se por meio das grandezas B/C (relação benefício/custo), VAL (valor atualizado líquido), TIR (taxa interna de rentabilidade) e TRI (taxa de rentabilidade inicial), permitindo ao ORD a seleção da alternativa mais adequada.

Os indicadores económicos são calculados considerando-se os custos totais, incluindo custos com materiais e mão-de-obra acrescentados de encargos diretos, transversais e financeiros.

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Os benefícios dos projetos são calculados para as diferentes grandezas físicas consideradas, nomeadamente redução do nível de perdas por efeito de Joule e melhoria da qualidade de serviço na área em estudo, quando comparadas com um cenário base, sendo essas grandezas quantificadas em euros.

As avaliações económicas dos projetos de investimento incluem uma análise de sensibilidade à evolução da procura, considerando três cenários de evolução da procura (Inferior, Central e Superior), sendo determinado o momento de realização dos investimentos em cada um dos cenários, tendo em conta os indicadores económicos associados a cada cenário, bem como a utilização da ponta para esses mesmos cenários.

É explicitada a metodologia de cálculo técnico das perdas na rede, bem como a metodologia de determinação da valia unitária das perdas, não sendo, no entanto, quantificadas as perdas nos diferentes níveis de tensão da rede, porque apenas são apresentadas de forma agrupada (AT e MT). É entendimento do CC que em planos futuros deverá ser apresentada a quantificação das perdas de forma desagregada em AT, MT e BT.

O cálculo técnico da energia não distribuída é realizado através do sistema DPIJ\N-Distribution Planning, simulando defeitos em todos os ramos da rede, com base na ponta média máxima das saídas das subestações, numa taxa de incidentes por km e numa duração típica da interrupção, no fim do período de planeamento ou no ano alvo.

Para efeitos de cálculo da END, nas ocorrências de curta duração {inferiores a 3 minutos) o ORD considera-as como interrupções equivalentes com a duração de 8 minutos, tendo como objetivo a priorização de investimentos face à concorrência de outros, considerando a importância de redução interrupções deste tipo de ocorrências.

Na valia unitária da END é utilizado o valor que consta no incentivo e penalização da qualidade de serviço estabelecido pela Entidade Reguladora (3 €/kWh).

2.2.2 Critérios de seleção de investimentos

Os investimentos foram classificados em duas grandes categorias: Investimento obrigatório, associado à ligação de clientes e produtores e o investimento por iniciativa do ORD. Os investimentos considerados na primeira categoria foram suportados em estudo realizado por uma entidade externa, tendo por base o histórico de indicadores da atividade de distribuição e as perspetivas macroeconómicas,

O investimento por iniciativa do ORD foi definido tendo em consideração as exigências de qualidade de serviço técnica impostas pelo Regulamento de Qualidade de Serviço, bem como os incentivos à sua melhoria e à redução da energia de perdas expressos no Regulamento Tarifário e, ainda, os objetivos inerentes à manutenção e melhoria das condições de alimentação de clientes pré-existentes e preocupações ambientais.

Neste âmbito, o ORD refere que os critérios de priorização adotados na seleção dos projetos foram os seguintes:

• projetos em curso no início do período de abrangência do PDIRD, • compromissos assumidos com outras entidades,

• satisfação dos padrões de segurança,

• manutenção e melhoria da qualidade de serviço global tendo em conta a redução de assimetrias, • aumento de eficiência da rede, tendo presente o aumento da eficiência operacional, o

cumprimento de obrigações de natureza legal ou regulamentar, bem como as preocupações ambientais.

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A seleção de investimentos resulta da opção pelas melhores alternativas a implementar entre as diversas, mutuamente exclusivas, que concorrem para um mesmo objetivo.

2.2.3 Análise de risco (critérios de planeamento)

O ORD procedeu a uma análise de risco de não cumprimento dos objetivos associados ao plano de investimentos subjacente ao PDIRD, compreendendo cinco níveis distintos de avaliação, correspondentes a dimensões distintas do risco: Risco do Ptano; Risco de portfolio; Risco económico; Risco de projeto e Risco de falha de elementos da rede, os quais estiveram na base da definição dos Princípios e Critérios de Planeamento, permitindo avaliar as configurações de rede AT mais adequadas à garantia das exigências de fiabilidade definidas no Regulamento de Qualidade de Serviço.

O ORD refere que a análise ao risco associado a projetos de investimento recorreu a uma análise de sensibilidade da rede quanto à segurança de abastecimento para cenários de evolução de consumos com elevada probabilidade de não excedência (estudo com o apoio científico do Center for Innovation in Electrical Engineering and Energy (Cie3) do Instituto Superior Técnico). Parte do pressuposto de que os projetos, considerados individualmente, apresentam um impacto local, pelo que a unidade relevante para s previsão dos consumos na sua área de influência é o concelho. Nos três cenários de consumos considerados concluíram que estes têm uma probabilidade de não excedência de, respetivamente, 46% para o cenário inferior, 50% para o cenário central e 56% para o cenário superior. No entanto, para efeitos de análise de projetos a incluir no PDIRD foi ainda considerado um cenário adicional com uma probabilidade de não excedência de 90% dos consumos previstos a nível concelhio.

No que tange à avaliação do risco associado à falha de elementos de rede é considerada não só a probabilidade de eventos de falha, mas também os respetivos graus de severidade das suas consequências. Para estes eventos a avaliação do risco analisou duas topologias frequentemente utilizadas nas subestações AT/MT da RND e duas topologias de rede AT, para diferentes situações de disponibilidade de recurso, tratadas de forma independente. O resultado dessa avaliação permitiu suportar, do ponto de vista do risco de falha dos componentes, os critérios de planeamento no que diz respeito à existência de reserva N-1 das diversas zonas de qualidade de serviço.

2.3 Caracterização da RND e s t i m a d a para 3 1 . 1 2 . 2 0 1 6

A caracterização da RND constitui um importante elemento de planeamento, pois permite identificar os ativos das redes com níveis de disponibilidade mais baixos e ajustar a prioridade de investimentos, através da substituição ou reabilitação, numa atuação proactiva com impacto na melhoria da qualidade de serviço e nos custos operacionais. Neste âmbito, o ORD apresenta como base a situação verificada em 31.12.2015 e a realização dos investimentos que prevê concluir até final de 2016, o que se considera ajustado para efeitos de enquadramento base à elaboração do PDIRD.

A estrutura da rede AT é genericamente emalhada e a configuração típica das subestações AT/MT pressupõe que estas tenham a possibilidade de ser alimentadas a partir de duas linhas AT, sendo dotadas de barramento AT e possuindo dois transformadores de potência. As subestações AT/MT são automatizadas e telecomandadas. A rede MT é explorada radialmente e para facilitar a exploração e melhorar a qualidade de serviço, possui, ao longo do seu percurso, órgãos de corte telecomandados dotados de algum tipo de automatismos e funções de proteção.

No cálculo da utilização da capacidade de linhas ou cabos AT da RND foram simulados quatro regimes, nomeadamente:

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• Ponta de geração, com 25% da ponta do consumo de inverno. • Ponta de consumos no verão, sem geração renovável. • Ponta de geração, com 25% da ponta do consumo de verão.

Essas simulações apresentaram os seguintes resultados, nos três cenários de evolução dos consumos, concluindo-se que a taxa de utilização de linhas AT acima de 70% da capacidade é residual, traduzindo um confortável nível de segurança de exploração.

Utilização da Rede AT em 31.12.2016 { Utilização

: Cenário Inferior 'Cenário Central i^Cènárió Super 1

òr Cenário Inferior

Percentajgerifj [%

Cenário Central^ lário Súpèriór.j

U t í 70 9.001 9.001 9.001 98,0 98,0 98,0

Ut>70 184 184 184 2.0 2.0 2,0

(Fonte: Proposta PDIRD-E 2016)

No que se refere às subestações AT/MT a taxa de utilização da potência é superior à das linhas AT, conforme se infere no quadro seguinte:

Utilização da Potência Instalada nas Subestações AT/MT em 31.12.2016 ' Utilização ;

["M í • i n f rior í l^^"®''** Centiral|í Cénán'o Superior |Cènériò Inferior | Cenário Centrai pCenéno Superidr.i P ê r c é n t B g e m ^ I N ^ I I s

Ut <70 361 359 353 92,6 92,1 90,5

70<Ut <90 27 29 35 6.9 7,4 9,0

Ut>90 2 2 2 0,5 0,8 0,8

(Fonte: Proposto PDIRD-E 2016}

A utilização da potência instalada do conjunto das subestações AT/MT da RND é cerca de 50% e de 5 1 % para os cenários inferior e central, respetivamente, apesar de existirem, ainda, algumas instalações onde a utilização da potência instalada é superior a 70% e a 90%, sendo as mesmas objeto de análise para efeitos de identificação de necessidades de investimento.

Foram caracterizadas as saídas MT associadas às subestações AT/MT, por nível de tensão, para os três cenários de consumo. Caracterização da Rede MT em 31.12.2016 ^ NiVêl Tensão N. Sáfda'smédla'/SE; Cdmpir!'medJó/sãíday [km] Cenário Inferior ta média/saída [

Cehái'ió Central Xénáríò Súpèíriòr;

30 õ,17 41,05 2,28 2.29 2,33

15 8.00 19,13 2,38 2,40 2,42

10 16,60 4,99 1,42 1,44 1,45

6 7,00 1,88 0,50 0,50 0.51

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Apesar destas indicações não é possível depreender a taxa de utilização das saídas, à semelhança do verificado nas linhas AT e nas subestações AT/MT, sugerindo-se que tais valores sejam reportados em planos futuros.

2.4 Satisfação dos padrões de segurança para p l a n e a m e n t o

2.4.1 - Ligação de clientes

É estimado que cerca de 94% das subestações AT/MT possuem potência de ligação disponível superior a 2 MW.

2.4.2. -Reserva N-1

Os pressupostos de garantia de reserva N-1 variam consoante a zona de qualidade de serviço das cargas abrangidas tal como considerado no RQS, sendo que nas zonas A é mais exigente do que nas zonas B e C, estando esta situação refletida na situação da RND.

Foi definida uma estratégia de instalação de novas subestações AT/MT para garantia de alimentação às capitais de distrito (zonas A) de existência de pelo menos duas subestações AT/MT para apoio na alimentação das cargas localizadas nestas zonas, no caso de falha total de uma subestação.

2.4.3. - Variações de tensão

A monitorização da Qualidade de Energia Elétrica (QEE) segue as recomendações da NP EN 50160 -características da tensão fornecida pelas redes de distribuição pública de energia elétrica, bem como o preceituado no Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS) em vigor, com base na observação e registo dos parâmetros tecnicamente considerados como os mais representativos da QEE, nomeadamente:

• Frequência da tensão • Valor eficaz da tensão • Tremulação/fiicker da tensão

• Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões • Distorção harmónica da tensão

Por regra, são ainda registados os eventos de tensão, mais concretamente, cavas de tensão e sobretensões.

Numa análise global, os resultados de monitorização obtidos permitem classificar como de nível elevado a QEE observada nos pontos de medida, salientando-se a percentagem muito elevada de semanas conformes.

As situações não regulamentares encontram-se devidamente caracterizadas. Na maior parte dos casos o impacto é resolvido ou mitigado por ações de configuração da rede e, em determinados casos, pode conduzir à identificação de eventuais necessidades de investimentos a realizar.

2.5 Estratégia de d e s e n v o l v i m e n t o da RND

O planeamento das redes de distribuição visa assegurar a existência de capacidade disponível nas redes para a receção e entrega de eletricidade, com níveis adequados de segurança e de qualidade de serviço, procurando simultaneamente o aumento de eficiência da rede, bem como as boas práticas ambientais. O planeamento deve assegurar que a rede satisfaz as exigências regulamentares de variação de tensão e frequência e as restrições técnicas decorrentes da capacidade dos equipamentos e das instalações. De acordo com o ORD, na elaboração do PDIRD foram tidos em consideração:

- A evolução prevista dos consumos e potências de ponta das instalações;

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- Os níveis de perdas na rede de distribuição;

- O desempenho das redes em termos de qualidade de serviço técnica; - A redução das assimetrias de qualidade de serviço técnica entre regiões; - A redução dos custos operacionais do sistema;

- O aumento de inteligência na gestão otimizada da rede (novo item relativamente ao PDIRD anterior).

Foram considerados 5 vetores estratégicos de investimento, nomeadamente: > Segurança de Abastecimento

> Qualidade de Serviço Técnica > Eficiência da Rede

> Eficiência Operacional

> Acesso a Novos Serviços (novo vetor relativamente ao PDIRD anterior)

Os investimentos que não se enquadram total ou parcialmente nestes vetores foram incluídos na rubrica "Outros", entre os quais os relacionados com questões ambientais e com imposições regulamentares (Contadores, Promoção Ambiental, Beneficiações Extraordinárias, Abertura e Restabelecimento das RSFGC (Redes secundárias de faixas de gestão de combustível) e Corrente Urgente).

Como cada programa de investimento pode contribuir para um ou vários vetores de investimento foi apresentada uma matriz com as respetivas contribuições.

Refere o ORD que a inclusão de um novo vetor de investimento relativamente ao PDIRD anterior decorre do facto de parte do volume de investimento do vetor Eficiência Operacional não ter impacto direto e imediato no mesmo, apesar de contribuir para outro tipo de objetivos, nomeadamente a criação de condições para o desenvolvimento de redes que permitirão, num futuro próximo, a disponibilização de outro tipo de serviços para o utilizador da rede e também da recomendação da ERSE emitida no PDIRD anterior (recomendação de quantificação dos benefícios esperados do vetor "Eficiência Operacional").

O OR analisou três cenários de investimento (cenários 1, 2 e 3) para os quais foram definidos objetivos distintos no vetor Qualidade de Serviço Técnica, sendo que nos restantes vetores os objetivos mantêm-se nos três cenários analisados, apesar de existirem pequenas diferenças nos investimentos respetivos, resultantes do impacto dos investimentos dirigidos para o vetor Qualidade de Serviço Técnica nesses outros vetores.

Segurança de Abastecimento: Para este vetor, a RND deverá assegurar a receção e entrega de energia elétrica de acordo com os padrões de segurança regulamentares, incluindo o abastecimento das redes BT. Para o correto dimensionamento da RND é necessário antecipar os valores da potência de ponta em cada zona, quer decorrente da evolução dos consumos quer através da sinalização de zonas de crescimento localizado, apesar de nos últimos anos a situação de crise económica ter originado uma redução generalizada dos consumos bem como do valor da ponta síncrona, o que se reflete nas previsões de crescimento para o período de abrangência deste PDIRD.

Para este vetor, o ORD considerou como cenário de referência o cenário central de consumos, com uma taxa de crescimento média anual de 0,9% no período 2017-2021, identificando os reforços necessários para resolver situações identiHcadas de utilização previstas das instalações acima dos valores de referência definidos para a rede em regime normal de funcionamento, podendo passar pela instalação de novas subestações ou reforços de potência em subestações existentes, ou pela implementação de medidas mitigadoras de reforço da rede MT, que permitem adiar a instalação de potência de transformação, de

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acordo com a melhor solução técnica e económica. De modo a ter em conta o impacto de evolução de consumos localizado a área de referência é o concelho.

De acordo com o ORD a necessidade de execução de projetos neste vetor nos anos de 2017 e 2018, é independentemente do cenário de procura considerado, com base na análise de sensibilidade realizada. Para os anos subsequentes (2019-2021} os projetos foram selecionados atendendo à previsão do cenário central de consumos (cenário de referência), face à obrigatoriedade de reavaliar a cada dois anos a sua oportunidade.

Foram consideradas três alternativas de investimento: a) alternativa de valor mais elevado; b) alternativa de valor mais baixo e c} alternativa de valor intermédio, diferindo estas no nível de segurança expectável e no volume dos investimentos respetivos.

Na alternativa de maior investimento, considera a eliminação de potência não garantida em ambos os regimes (N e N-1), correspondendo a um investimento de 48,6IVI€ no programa Desenvolvimento de Rede no período do PDIRD, enquanto que na alternativa de menor investimento, prevê no final do Plano uma potência não garantida de 11,8MW em regime N e 91,5MW em regime N-1, correspondendo a um investimento de 24,1M€ no programa Desenvolvimento de Rede no período do PDIRD.

O ORD optou por uma terceira alternativa, a qual não prevê a existência de potência não garantida em regime N, enquanto que em regime N-1 prevê uma potência não garantida de 55,9MW, correspondendo a um investimento de 36,1M€ no programa Desenvolvimento de Rede no mesmo período, admitindo algum risco de não garantia de potência em regime N-1, com probabilidade de ocorrência inferior a 10%, correspondente ao grau de confiança considerado de 90%.

Por essa razão, o ORD optou pela alternativa c) nos três cenários de investimento analisados para o PDIRD 2017-2021 (cenários 1, 2 e 3 ) .

O plano contempla, além dos investimentos previstos no PDIRD anterior, uma nova subestação para garantia de alimentação à capital de distrito da Guarda, restando apenas 3 capitais de distrito para posteriores PDIRD, face à baixa valia económica dos projetos respetivos. Foram ainda consideradas medidas visando garantir o abastecimento em regime N-1, para as situações em que não é possível satisfazer a totalidade da carga.

Foi ainda reforçado o plano de reserva de transformadores AT/MT, a concretizar até 2019, com a aquisição adicional de 3 unidades e a beneficiação de 1 unidade, face ao preconizado no anterior PDIRD.

M€ 40 :

2012 2013 2014 2015 2016E 2017E 2018E 20Í9E 2020E 2021E

' Outros

Renovação e Reabilitação de Ativos AT/MT

B Desenvolvimento de rede

I Inv. Obrigatório (excluindo contadores)

Investimento no vetor Segurança de Abastecimento, 2012-2021 (cenário 2; custos primários} (Fonte: Proposta PDfRD-E 2016)

(11)

Os três programas que mais contribuem para o vetor Segurança de Abastecimento são: Programa Investimento Obrigatório (excluindo contadores); Programa Desenvolvimento de Rede; Programa Renovação e Reabilitação de Ativos AT/MT.

É referido que o investimento previsto no PDIRD 2017-2021 para o vetor Segurança de Abastecimento encontra-se no nível mínimo face às necessidades da rede, mantendo os mesmos objetivos.

O CC reconhece a redução referida, embora não seja devidamente justificada a evolução crescente dos investimentos neste vetor de investimentos no período do PDIRD.

Qualidade de Serviço Técnica (QST): Neste vetor, o plano visa assegurar a melhoria contínua da qualidade de serviço, com enfoque na redução das assimetrias, através de investimentos dirigidos às seguintes áreas: - Ligeira melhoria da qualidade de serviço técnica;

- Redução das assimetrias de qualidade de serviço técnica;

- Aumento da resiliência das redes em zonas mais expostas a eventos meteorológicos excecionais; - Melhoria da continuidade do fornecimento de energia aos clientes pior servidos;

- Melhoria das redes de alimentação a pontos de entrega com pior qualidade de serviço; - Redução do n^. de interrupções breves;

- Garantia da qualidade da onda de tensão.

O Plano mantém a mesma estratégia do anterior, embora especificando mais duas áreas, nomeadamente a redução do n^. de interrupções breves e a garantia da qualidade da onda de tensão.

Na estratégia de elaboração do PDIRD o ORD diz ter considerado o mecanismo de incentivo à melhoria de qualidade de serviço, ao qual estão subjacentes dois objetivos: promover a continuidade global de fornecimento de energia elétrica e incentivar a melhoria do nível de continuidade de serviço dos clientes pior servidos. Constata a melhoria sustentada da qualidade de serviço técnica, em conformidade com os objetivos definidos pela ERSE, tendo nos últimos anos atingido a zona de incentivo, ressalvando a importância do investimento por forma a contrariar o envelhecimento dos elementos constitutivos da rede.

O ORD estimou as necessidades de investimento necessárias para evitar a degradação da qualidade de serviço atual, bem como diminuir as assimetrias, com base num modelo desenvolvido junto do INESC TEC para o PDIRD 2017-2021. O modelo, para além de validar as metodologias utilizadas no PDIRD anterior, considera as alterações dispostas no atual RQS, que define como indicador global da qualidade de serviço oSAIDI.

O racional do modelo desenvolvido tem por base três componentes de desempenho da rede:

(i) degradação dos elementos da RND, que pode ser contrariada pela realização de investimento direto na rede;

(ii) trânsitos de potência que neles circulam;

(iii) exposição a fatores externos, relacionados com o meio envolvente e com as condições atmosféricas.

Foram analisados três cenários de investimento para o PDIRD 2017-2021 que se distinguem, essencialmente, pelos objetivos fixados no âmbito do vetor da Qualidade de Serviço Técnica.

Objetivos do cenário de investimento 1, correspondendo a um investimento médio anual de 37,8 IVI€: • Manutenção do nível de qualidade de serviço global para um grau de confiança de 95% • Redução das assimetrias entre regiões, admitindo degradação nas melhores zonas

Objetivos do cenário de investimento 2, correspondendo a um investimento médio anual de 41,8 M€: • Ligeira melhoria do nível de qualidade de serviço global para um grau de confiança de 95%

(12)

• Redução das assimetrias entre regiões, admitindo ligeira degradação nas melhores zonas

Objetivos do cenário de investimento 3, correspondendo a um investimento médio anual de 49,5 M€; • Melhoria do nível de qualidade de serviço global para um grau de confiança de 95%

• Redução das assimetrias entre regiões, sem degradação nas melhores zonas

Tendo em conta a definição dos objetivos de QST, as expetativas dos diversos stakeholders, a evolução da conjuntura macroeconómica, a racionalidade económica dos investimentos e o nível de risco associado ao grau de confiança no alcance dos objetivos, o ORD propõe o PDIRD 2017-20121 o cenário de investimento 2, a que corresponde à seguinte evolução do SAIDI.

Evolução do indicador SAIDI MT em 2008-2015 e previsão 2016-2022 (cenário 2)

S

Ç 100

E

2006 2 0 C 5 ZOIO 3 Í 1 1 2012 2013 2014 2013 2016Í. 2017E 2 3 1 8 : ZOIDC 2D20£ I 0 2 1 E 2022E

HEW.

PDIRO2017-2I|MC5%) • pnmn ?oi 5-19 (Vai™- Prwi^to)

•fDiRD^Olà-iyflencenaa) PDiRD 2017-21 {fJC 95%) • PDIRD 701 7-71 (Valfw Fr^vKIn) (Fonte: Proposta PDIRD-E 2016}

•PDIRD m7-2HriC50%i

O programa de melhoria da QST compreende os seguintes grupos de subprogramas: - Garantia N-1 às Sedes de Concelho;

- Melhoria das Redes MT de Alimentação a Pontos de Entrega com Pior Qualidade de Serviço Técnica; - Aumento da Resiliência das Linhas Aéreas;

- Reserva N-l à falha de injetor AT às cargas localizadas na cidade de Lisboa;

- Níveis de Tensão na RND (eliminação progressiva de sobreposição de diferentes níveis); - Programa Renovação e Reabilitação de Àtivos AT/MT;

- Programa Automação e Telecomando da Rede MT;

- Diminuição das Bandas de Variação da Qualidade de Serviço;

- Programa Automação de Subestações e Modernização de Sistemas de Proteção, Comando e Controlo - Programa Sistemas Inteligentes de Supervisão e Operação e Telecomunicações.

(13)

O gráfico seguinte traduz a evolução do investimento do Plano (cenário proposto) no vetor Qualidade de Sen/iço Técnica, 2012-2021 (cenário 2), comparativamente aos anos anteriores.

Investimento no vetor Qualidade de Serviço Técnica, 2012-2021 (cenário 2)

MC 70 60 so 40 30 20 10 9 Outros

Sist. Intellg. de Supervisão e Operação e Telec,

t Aut, SEse Moderniz. SPCC • Aut.eTelec. Rede MT

• Renovação e Reabilitação de Ativos AT/MT tt Melhoria da Qualidade de Serviço Técnica

2012 2013 2014 2015 2016E 2017E 2013E 2019E 202OE 2021E

^fonte; Proposta PDIRD-E 2016)

Globalmente, os benefícios associados aos projetos de investimento, previstos no cenário proposto (cenário 2), com impacto na qualidade de serviço, representam no fim do período 2017-2021, ganhos anuais de 5,5GWh de energia não distribuída (apenas a relativa às interrupções de fornecimento de energia por avaria.

De referir que os investimentos a custos primários neste vetor considerados pelo ORD correspondem a cerca de 4 1 % do montante global do Plano, sendo as parcelas mais significativas a melhoria da QST e a renovação e reabilitação de ativos AT/MT.

Eficiência da Rede: No vetor Eficiência da Rede, o objetivo é melhorar os níveis de perdas na RND,

Neste âmbito, o Regulamento Tarifário estabelece um mecanismo de incentivo à redução das perdas globais nas redes de distribuição que visa influenciar as decisões de investimento dos operadores das redes que permitam alcançar reduções adicionais de perdas, ao serem remunerados adicionalmente pelo seu desempenho, caso consigam reduzir as perdas nas redes abaixo de um valor de referência, sendo penalizados caso o valor das perdas seja superior ao valor de referência.

Refere o ORD que em estudos anteriormente realizados as perdas técnicas nas redes AT e IVIT se encontravam em níveis considerados adequados. Para este PDIRD foi realizado um novo estudo que procurou avaliar o impacto da produção distribuída nas perdas.

O estudo concluiu que a PRE tem efeitos muito diversos em função do nível de tensão em que se verifica o seu incremento. Quando a injeção se verifica na rede de BT, existe um ganho na rede AT e MT. Quando a injeção se verifica na rede MT, os ganhos para o sistema são desprezáveis, enquanto que se a injeção se verificar na rede AT, existe degradação nas perdas globais do sistema.

O ORD mantém o objetivo de continuar a melhorar as perdas na rede, tendo identificado um programa específico de investimento (Redução de Perdas Técnicas AT/MT) a incidir, principalmente, na duplicação de saídas de subestações com maior utilização, estabelecimento de novas subestações nas zonas de maior

(14)

concentração de carga e recuperação de redes de secção reduzida, Não obstante, as projeções da evolução das perdas técnicas apontam para uma estabilização dos valores, embora com um ligeiro decréscimo no período 2016-2022.

As perdas na rede de distribuição registaram uma subida significativa a partir de 2012, com o registo do valor máximo histórico de 11,22% em 2013.

Neste âmbito, o OPRD refere que por forma a mitigar esta tendência foram reforçadas as medidas de combate à fraude que já permitiu uma inversão da evolução de crescimento, com um registo em 2014 de perdas 0,9pp inferiores a 2013.

O ano de 2015 continuou a apresentar uma diminuição do valor de perdas em 0,55pp relativamente ao ano anterior, fruto do grande esforço no combate à fraude e da implementação de um conjunto de iniciativas com especial impacto no segmento telecontado, ainda que menos acentuada.

Perdas reportadas/Perdas previsionais

11,12% 9,77% a,t6% 9.47% 8,65H 8,50% 8,40% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2015 2017 2018 2019 2020 2021 Perdas reportaijas ( ^ d o consumo sem N4AT} Peíílas previsionais

(Fonte: Proposta PDIRD-E 2016}

O ORD propõe-se acompanhar ativamente evolução das perdas técnicas na RND, avaliando a oportunidade de investimento em projetos com uma relação benefício/custo em redução de energia de perdas superior à unidade.

Os benefícios esperados, associados aos projetos de investimento com impacto na eficiência da rede, representam no fim do período 2017-2021, ganhos anuais em energia de perdas na rede AT e MT de 73,7 GWh.

Da análise às perdas globais contabilizadas e previstas (considerando os fornecimentos AT, MT e BT) no período 2008-2021 e apesar das redes de distribuição de BT se encontrarem fora do âmbito do PDIRD, o CC regista a projeção gradual de melhoria da evolução da taxa de perdas, após o crescimento "anormal" das mesmas no período 2012-2015. Não obstante, constata que as projeções para o período do PDIRD continuam acima da taxa dos anos 2008 a 2011. Uma vez que num cenário de evolução de consumos bastante moderado não é expetável o aumento apreciável da taxa de perdas técnicas, aliás como demonstra o estudo realizado pelo INESC que as situa à volta dos 7%, no horizonte do PDIRD, constata-se existir ainda uma diferença apreciável relativamente às perdas totais {entre 8,4% e 9,17% no período 2017-2021), a qual poderá estar associada à componente das perdas não técnicas.

(15)

Neste âmbito, o CC recomenda que por um lado sejam direcionados investimentos tendentes a mitigar esta situação e por outro que sejam adotadas outras medidas adequadas a este fenómeno, não obstante a tendência de melhoria dos últimos dois anos.

À semelhança do verificado no PDIRD anterior, os principais contributos dos programas mais direcionados para o vetor Eficiência da Rede compreendem:

- Programa Desenvolvimento de Rede;

- Programa Redução de Perdas Técnicas AT/MT; - Programa Renovação e Reabilitação de Ativos AT/MT.

O gráfico seguinte traduz o montante de investimento por programa, no vetor Eficiência da Rede, 2012-2021 (cenário 2).

Investimento no vetor Eficiência do Rede, 2012-2021 (cenário 2} MC

35

-Outros

Renovação e Reabilrtaçlo de Ativos AT/MT

; Redução de Perdas Técnicas AT/MT

B Desenvolvimento de Rede

O •

2012 2013 2014 2015 2016E Z017E 2018E 2019E 20ZOE 2021E (Fonte: Proposta PDIRD-E 2016)

Sendo a parcela "outros" a mais relevante comparativamente com os três programas objetivamente definidos, a mesma deveria ser objeto de desagregação.

Eficiência Operacional: No vetor Eficiência Operacional o objetivo é priorizar investimentos que potenciem a redução de custos operacionais.

O ORD refere que o aumento de ativos na RND, as comunicações e a evolução tecnológica criam desafios de operação, tornando necessário adaptar a gestão da rede por forma a obter maior eficiência, sendo que estas evoluções criam novos desafios e potenciam o aparecimento de novos projetos que levam a alterações no âmbito em que se inserem os vetores de investimento. Esses desafios relacionam-se com (i) a penetração da PRE cada vez mais significativa, (ii) o aumento da utilização de veículos elétricos, (iii) a capacidade de armazenamento, (iv) a tentativa de harmonizar o diagrama de cargas, entre outros fatores, exigindo um maior nível de monitorização da rede, a qual só é possível através da criação de uma rede inteligente que permita integrar serviços úteis aos gestores e utilizadores da RND. Neste âmbito, refere que os investimentos necessários para a criação de uma rede inteligente não se traduzem em benefícios a curto prazo nos custos de operação, pelo que não devem ser englobados no vetor Eficiência Operacional, como

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considerado no PDIRD anterior. Por essa razão definiu um novo vetor, designado Acesso a Novos Serviços, fundamentado através de estudo realizado pelo INESC TEC.

Com esta reestruturação os principais contributos dos programas mais direcionados para o vetor Eficiência Operacional são:

- Programa Automação de Subestações e Modernização de Sistemas de Proteção, Comando e Controlo; - Programa Sistemas Inteligentes de Supervisão e Operação e Telecomunicações;

- Programa Renovação e Reabilitação de Ativos AT/MT; - Programa Beneficiações Extraordinárias;

- Programa Investimento Corrente Urgente.

Neste vetor mantêm-se os mesmos objetivos nos três cenários de investimento analisados.

Os montantes de investimento por programa, no vetor Eficiência Operacional, 2012-2021 (cenário 2), são 05 indicados no gráfico que se segue.

Investimento no vetor Eficiência Operacional 2012-2021 (cenário 2)

B " r o s f â f n a £i« I n t . CoiterUe UrEentt?

Au;. Í E S e M o d e i n . í . SPCC

2012 2013 2014 2015 2016E 2017E 201SE 2019E 2O20E 2 0 2 I E

A redução dos montantes de investimento neste vetor a partir de 2017 está associada, essencialmente, à separação deste vetor em dois, a partir dessa data.

Acesso a Novos Serviços: Neste novo vetor Acesso a Novos Serviços o objetivo é melhorar a capacidade de resposta do ORD, desenvolvendo condições de rede que permitam aos utilizadores da RND o acesso a novos serviços de rede, facilitando a sua participação de forma ativa no desenvolvimento da RND,

Os principais contributos dos programas direcionados para o vetor Acesso a Novos Serviços são: - Programa Investimento Inovador

- Programa Sistemas Inteligentes de Supervisão e Operação e Telecomunicações

O investimento inovador inclui projetos em três áreas de atuação que consideram prioritárias de forma a dotar a rede de maior inteligência; (i) componentes avançados, (ii) monitorização e sensorização da rede e (iii) inteligência e gestão ativa e integrada da rede, com benefícios na disponibilização de informação e facilitador de serviços para o mercado e para os consumidores, contribuindo para o desenvolvimento de uma rede cada vez mais inteligente.

(17)

CONSELHO CONSULTIVO

O Programa Sistemas Inteligentes de Supervisão e Operação e Telecomunicações assegura a modernização técnica de sistemas e equipamentos de supervisão e operação, as telecomunicações e a cibersegurança, contribuindo para uma gestão mais inteligente da rede.

O montante de investimento associado a este novo vetor ascende a 34 M€, no período do Plano, com a distribuição anual indicada no gráfico seguinte.

Investimento no vetor Acesso a Novos Serviços 2012-2021

Sist. Intel, de Supervisão e Ooer. e

2012 2013 2014 2015 2016E 2017E 2018E 2019E 202DE 2021E

Comparando os investimentos no vetor Eficiência Operacional no anterior PDIRD e no atual, bem como os investimentos do novo vetor Acesso a Novos Serviços, conclui-se que a soma dos montantes de investimento nos vetores Eficiência Operacional e Acesso a Novos Serviços do atual PDIRD s l o ligeiramente inferiores aos considerados para o vetor Eficiência Operacional do anterior PDIRD.

2015-2019 2017-2021 Vetores de investimento (M€) (M€)

Eficiência Operacional 117 66

Acesso a Novos Serviços - 34

Total a custos primários 117 101

Média anual 23 20

Investimento nos vetores Eficiência Operacional e Acesso a Novos Serviços

2.6 Rede inteligente

O conceito de "rede inteligente" encerra a ideia de transformação de rede elétrica pela aplicação generalizada de tecnologias digitais para meltiorar a eficiência e/ou o desempenho da rede, podendo ser definida, segundo o Council of European Energy Regulators (CEER), da seguinte forma:

«Rede inteligente é uma rede elétrica capaz de integrar de forma eficiente o comportamento e as ações de todos os utilizadores a ela ligados - produtores, consumidores e aqueles que desempenham ambos os papéis - contribuindo para um sistema elétrico económico e sustentável, com baixas perdas e elevados níveis de qualidade de serviço, segurança no abastecimento e segurança de pessoas e bens.»

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Neste âmbito, o ORD considera genericamente como investimentos em redes inteligentes os projetos que se enquadram nas seguintes quatro categorias;

a) Sensorização e Monitorização; b) Automação e Telegestão

c) Telecomunicações e Cibersegurança

d) Automação do Processamento e Análise de Dados

Nesta vertente, os programas e categorias considerados pelo ORD são os seguintes; Programas e categorias no âmbito da rede inteligente

:!""""!' '.7,; . 'Automação doi -íH í ,; P i ò g i a m a d è l n v e s t i m e n t ò y í ^ t ^ ò r i a s l ^ ^ í SemfMizãçãò eV Monitor iioção, Autõtnsçâo ê Télêgéstão , TelecofhuTiícà(ões e ' CÍbet5^urorii(a, ProcessMnenm e •' l Aiiálisé de Dados j

AuToma(So e Telecomando ãa Rede MT _X _X Autom. SE e Modem. Sist. Prot. Comamlo e Controlo X X

StSL Intel, de Supervisão e Oper. e Telecomunicações _X _X _X

Investimento Inovador _X _X _X _X

Para o cenário do Plano, o montante de investimentos para o período 2017-2021 ascende a 131,8 M€. investimento em rede inteligente (M€) - cenário 2

'Jzbi7"r- 2Ò18,.-- 20132021. T o t a l 2017-2021 ! Automação e Telecomando da Rede MT 7,0 7,0 21,0 35,0

Autom. de SE e M o d e m . Stsi. Prot. Comando e Controlo 7,7 7,7 19,6 35,0 SIJt. Int. de Supervisão Oper. e Telecomunicações 6,0 5,5 13,0 24,5 Investimento Inovador 4,6 6,4 26.3 37,3 Totaí Investimento Rede Inteligente 25,3 26.6 79,9 131.8

2.7 Evolução dos c o n s u m o s e c a r g a s

A evolução dos consumos no período 2012-2015 apresentou uma taxa média de crescimento anual de -0,3%, com variações de -1,8%, - 0 , 1 % e +1,1%, nos anos de 2013, 2014 e 2015, respetivamente.

A evolução da potência de ponta síncrona apresentou no mesmo período uma taxa média de crescimento anual de +0,3%, com variações de -1,8%, -0,3% e +3,1%, nos anos de 2013, 2014 e 2015, respetivamente. A previsão de consumos e cargas considerada para o período do PDIRD 2017-2021 foi baseada num estudo realizado pelo OR, utilizando dados mais recentes que os do Relatório de Monitorização da Segurança do Abastecimento (RMSA E-2014).

A abordagem do ORD considerou os consumos verificados nos anos de 2014 e 2015, as mais recentes previsões para a evolução do nível de atividade económica, bem como as estimativas disponíveis para o impacto das medidas de eficiência.

(19)

Ao contrário do PDIRD anterior, que considerava apenas um cenário de evolução dos consumos, no atual PDIRD foram considerados e analisados 3 cenários de evolução da procura (Cenário Inferior, Cenário Central e Cenário Superior}, aliás conforme proposto pelo CC no seu parecer ao PDIRD anterior, O consumo de eletricidade, no Cenário Central, regista um acréscimo médio de 0,9 % por ano entre 2017 e 2021, com um maior crescimento nos níveis de tensão mais elevados {AT e MT).

Apesar do grau elevado de incerteza relativamente à penetração do veículo elétrico, o Plano assume que nos próximos 2 a 3 anos, considerando o estado atual e as previsões de crescimento no curto prazo, o acréscimo de consumo por esta via não terá relevância suficiente para ter impacto na rede e por isso não foi considerado.

O ORD procedeu a uma análise comparativa da sua previsão com as do RMSA-E 2014, apesar do ponto de partida ser diferente (o RMSA considera dados reais de evolução de consumo apenas até 2013, enquanto o ORD utiliza dados reais até 2015), concluindo que a mesma projeta consumos em 2021 ligeiramente mais baixos que os do RMSA, conforme indicações do quadro seguinte.

Comparação das previsões de consumo pelas estimativas da EDP Distribuição e RMSA Consuníó { G W h ) ; { 2 0 1 4 • 2 0 1 6 2017 • 2 0 1 8 ' 2 0 1 9 í '2020

l- EDPCraiíiriótnleiiõi ,j 44.077 44.373 44.683 44.994 45.520 45.756 it EDP Cefiátio C e n t r ^ y í 43.808" 4 4 . 2 7 7 ' 44.391 44.685 45.032 45.388 45.965 46.257

1 EDIM^eriátio Siipetior | 44.706 45.055 45.422 45.809 46.427 46.763

" RMSACeiwrioInfwioi^ 45.266 45.154 44.911 45.116 45.308 45.489 45.573 45.897

ÍRMSA Cenário Ccfitial ^ \ 45.448 45.461 45.347 45.685 46.014 46.336 46.565 47.040

l RMSACeniifioSuperiof-; 45.630 45.769 45.785 46.259 46.729 47,197 47.577 48,2 U *Os valores docenáiiocentral EDP Dimlbutção para 2014 e20iSs3o valores reaii

'1 Consiíino Rnal EDP = Enerva Entrada na RND • Perdas na RND

Consumo Final RMSA = Consumo Total na Emissão com VE - Perdas de transporte e distribulçlo

(Fonte: Proposta PDIRD-E 2016}

No entanto, as taxas previstas de evolução do consumo nos cenários do ORD apresentam valores superiores entre 2018 e 2020, relativamente às do RMSA. O facto dos consumos previstos pelo ORD se manterem aquém dos cenários do RMSA decorrem, essencialmente, da consideração dos valores reais verificados em 2015, sendo estes inferiores aos utilizados no RMSA.

Comparação da evolução das taxas de crescimento dos consumos: EDP Distribuição e RMSA

J 2014 _• 2015'^ „2Õ16 ' r.\2b:7." " ':.2018 ' 2019 :•. ,2020 ~202Í

EDP Cenário central - Í.43 808 •44277j 44391 44 685 45 032 45 388 45 965 46 257

Variação % 1.1% 0.3% 0.7% 0,8% 0.8% 1,3% 0,6%

RMSAcenário central 45 448 45 461 45 347 45 685 46 014 46336 46 565 47040

Variação % 0.0% -0,3% 0.7% 0.7% 0.7% 0,5% 1,0%

Valores reais

Apesar da legislação em vigor especificar que o ORD deve ter em consideração o RMSA mais recente, cuja publicação deve ser anual, o CC constatou que o último aprovado foi o RMSA-E 2012, não havendo indicação objetiva de aprovação do RMSA-E 2014. Neste âmbito, o CC considera imperioso que esta ocorra de forma coerente com a elaboração dos planos de investimento dos operadores, para que estes tenham condições de realizar o seu trabalho.

(20)

Considera ainda o CC que, além da previsão da procura global dos consumos, seria útil a quantificação de outros impactos como a mobilidade elétrica, a produção para autoconsumo e as medidas de eficiência energética.

2.8 Pontos de e n t r e g a de e n e r g i a

2.8.1 - Pontos de entrega da RNT

O ORD prevê que no final de 2016 a RND esteja fisicamente ligada à RNT em 65 pontos de entrega (abreviadamente, PdE), mais um do que o previsto no final de 2014 referido no PDIRD anterior, divididos em 64 subestações e uma linha MAT de interligação transfronteiriça.

Para satisfação das necessidades de abastecimento de novos consumos e melhoria do desempenho do sistema, durante o período abrangido pelo PDIRD 2017-2021 está acordado com a concessionária da RNT a entrada em serviço de 2 novos pontos de entrega da RNT, nomeadamente:

Vila Nova de Famalicão: Para fazer face ao crescimento dos consumos que então se verificava no eixo Porto -Póvoa de Varzim;

Divor: Para fazer face às dificuldades de expansão do PdE REN - ÉVORA, agendada para 2021.

Além de novos pontos de entrega, estão previstas novas ligações em 2 pontos de entrega existentes no período abrangido pelo PDIRD 2017-2021, que necessitam de novos painéis nos PdE da RNT:

PdE PENELA: painel Pontão

PdE VILA FRIA: painel São Romão de Neiva II

O Plano de Investimentos na RND contempla as infraestruturas necessárias para que, no período de abrangência respetivo, seja dado cumprimento aos compromissos estabelecidos com o concessionário da RNT.

2.8.2 - Produção embebida

O ORD refere que um dos benefícios apontados para a produção descentralizada é a redução de perdas técnicas por via da redução de trânsitos na rede, quando produzida mais próximo dos consumos. Assinala que em 2015 a PRE nacional alimentou o equivalente a 42% do consumo nacional do sistema elétrico, havendo períodos em que a potência produzida pela PRE ultrapassou metade da ponta anual de consumo. Ressalva, no entanto, que a PRE tem efeitos muito diversos nas perdas em função do nível de tensão e da potência injetada em que se verifica o incremento de ligação de PRE:

• Injeção na rede BT: Existe um ganho na rede AT e MT; • Injeção na rede MT: Ganhos para o sistema são desprezáveis; • Injeção na rede AT: Existe degradação nas perdas globais do sistema.

Em dezembro de 2015 havia 4.276 MVA (4.227 MW) de potência ligada na RND relativa a 1004 instalações de PRE, acrescendo 574 MVA (452 M\N) de potência ligada de PRO, totalizando 4.850 MVA (4.679 MW). Em 31 de dezembro de 2015, a potência ligada na RND perfazia 62,4% da totalidade de PRE ligada em Portugal Continental.

Na PRE, a fonte eólica representa 57% da potência. A tecnologia com maior variação relativa é a fotovoltaica, aumento de 69%, de 2013 para 2015. Porém ainda representa apenas 6% da potência ligada em PRE na RND.

1 9

Edifício Restelo Tel: +351 213 033 200 Rua Dom Cristóvão da Gama, 1 Fax: +351213 033 201 1400-113 Lisboa erse@erse,pt PORTUGAL www.erse.pt

(21)

As instalações de produção, ao abrigo do Decreto-Lei n.° 153/2014: UPAC (Unidade de Produção para Autoconsumo) e UPP (Unidade de Pequena Produção) é na sua maioria (98%) de fonte solar, tecnologia fotovoltaica, sendo que 84% do número de instalações ligaram-se na rede BT.

O ORD refere que a potência ligada em UPAC nos primeiros seis meses da vigência do decreto-lei, aproximadamente 2MVA, equivale à potência ligada na anterior figura de microgeração, durante os seus primeiros dois anos, o que evidencia o grande interesse na produção sob a forma de autoconsumo e que, por conseguinte, poderá impactar na RND com a redução de energia distribuída.

Potência a ligar de processos em curso e comprometidos (a acrescer aos valores de 2015): 222 MVA relativos a 31 promotores que iniciaram a ligação junto do ORD;

^ 1.138 MVA relativos a compromissos (ponto de receção atribuído, mas ainda com processo de ligação por iniciar ou parado)

Assim, com os processos em curso e comprometidos a potência global ascenderá a 5.635 MVA, avaliando o ORD que a RND disponha em 2018 e 2021 de 7.488 MVA e 7.740 MVA, respetivamente, de capacidade de receção para outros centros electroprodutores.

Refere ainda o ORD que em 2015 foram respondidos 86 processos, ao abrigo do decreto-lei 215B/2012, o qual estabelece as condições da produção em mercado, em que a tecnologia fotovoltaica representou o maior número de processos, 69 de 86, ascendendo a um total de 1.329MVA de potência de ligação de um total de 1.4S1MVA, maioritariamente no Alentejo e Algarve, não antevendo, mesmo assim, impacto na RND.

Apesar do ORD evidenciar uma elevada disponibilidade da RNO para satisfazer futuras ligações de produção, o CC salienta, no entanto, que a capacidade disponível em algumas regiões é muito baixa ou mesmo nula.

Ao contrário do que sucedia no passado, com os apoios à geração renovável e cogeração, a disseminação da produção descentralizada já não depende, exclusivamente, da Politica Energética estabelecida, mas, ao invés, do avanço tecnológico e da evolução das condições de mercado.

2.9 I n v e s t i m e n t o

2.9.1 - Caracterização e justificação dos principais investimentos a realizar no período 2017-2021

A caracterização e justificação dos principais investimentos a realizar no período 2017-2021 apresenta melhorias, em linha com as recomendações/comentários da ERSE ao PDIRD anterior, sendo de referir:

^ A apresentação de custos de investimento a custos totais {diretos, encargos de estrutura e financeiros, quando no anterior apenas apresentou custos diretos;

^ A apresentação dos custos de investimento desagregado entre específico e não específico e montante entrado em exploração;

^ Apresentação de análise de sensibilidade, através de 3 cenários de procura e de 3 cenários de investimento.

*^ Aplicação da metodologia custo-benefício para alguns projetos do Plano;

^ Melhoria da caracterização de projetos por vetor (com custos primários superiores a 500.000€); *^ Apresentação de informação sobre a idade dos ativos e os seus índices de saúde e criticidade, nas

fichas de caracterização de projeto;

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Inclusão de estudos de suporte à definição de vetores de investimento e à contribuição de cada programa de investimento, e respetivos projetos, para cada vetor;

Lista hierarquizada de projetos de investimento por ordem de prioridade face às necessidades de investimento do operador da RND;

Apesar das melhorias, nas fichas de projetos a análise custo-benefício apresentada refere-se apenas aos custos primários dos projetos. Dado que os restantes custos relacionados com os projetos não são negligenciáveis, seria benéfico, para uma melhor apreciação do custo-benefício dos projetos, que fossem incluídos, também nessas fichas, todos os custos ou, pelo menos, uma estimativa.

2.9.2 - Investimento específico

Impactes e benefícios

A quantificação dos benefícios para o sistema elétrico tem por base a redução da energia de perdas (com impacto no vetor de investimento eficiência da rede) eda energia não distribuída (END), durante a vida útil dos projetos (com impacto no vetor de investimento - qualidade de serviço).

No que tange ao impacto na qualidade de serviço, a quantificação da END foi considerada a relativa às interrupções de fornecimento de energia por avaria e, também, a energia que seria distribuída com sobrecarga dos elementos da rede ou com níveis de tensão inferiores ao valor regulamentar.

Da informação prestada pelo ORD verifica-se que 15% da END (1,67 GWh) decorre de avarias e os restantes 85% da energia que resultaria de sobrecargas e de tensões não regulamentares.

Os benefícios esperados são traduzidos pela redução de 41 minutos no SAIDI MT e pela redução de 7,15 incidentes no indicador MAIFI MT.

O impacto na eficiência da rede dos principais projetos de investimento previstos do Plano é medido pelos benefícios anuais médios de redução da energia de perdas, sendo estimados em 36,9GWh.

O investimento específico a custos primários constante no PDIRD 2017-2021 referente ao cenário 2 (cenário intermédio de investimento) de evolução dos consumos ascende a 511 M€, sendo que o montante considerado no PDIRD 2015-2019 foi de 517 M€, traduzindo uma redução global de 1,2%.

2015-2019 2017-2021

Vetores de investimento (M€) % (M€) %

Segurança de Abastecimento 95 18% 104 20% Qualidade de Serviço Técnica 208 40% 209 41%

Eficiência de Rede 58 11% 44 9%

Eficiência Operacional 117 23% 66 13%

Acesso a Novos Serviços - 34 7%

Outros 39 8% 53 10%

Total a custos primários 517 100% 511 100%

Média anual 103 102

Investimento específico a custos primários do atuat e anterior PDIRD (Fonte: Apresentação da ERSEao CC)

A maior fatia deste investimento com 4 1 % do total destina-se ao vetor Qualidade de Serviço Técnica, seguida da parcela referente à Segurança de Abastecimento com 20%.

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Do volume de projetos considerados no PDIRD-E 2016 (511 M€), 254 fvl€ (50%) dizem respeito a projetos já aprovados no PDIRD-E 2014,171 M€ (33%) são referentes a novos investimentos a aprovar no PDIRD-E 2016 que já constavam no PDIRD-E 2014 e 86 M€ (17%) destinam-se a projetos que não constavam do PDIRD-E 2014.

Assim, o parecer do CC incide em cerca de 50% do investimento do PDIRD-E 2016, referente às últimas duas parcelas.

A última parcela num montante de 86 M€ está distribuída pelos vetores de investimento Qualidade de Serviço Técnica, Eficiência na Rede, Eficiência Operacional, Outros, Segurança de Abastecimento e Acesso a Outros Serviços, com 5 1 % , 13%, 13%, 13%, 9% e 0,4%, respetivamente.

De referir, que a quantificação monetária dos benefícios esperados se verifica apenas nos vetores da Qualidade de Serviço Técnica (energia não distribuída) e da Eficiência da Rede (redução de perdas técnicas), recomendando-se que essa quantificação se estenda aos outros vetores de investimento, pelo menos nas componentes quantificáveis.

Considerando o peso dos investimentos direcionados à melhoria da qualidade de serviço técnica (QST), nomeadamente através da redução de assimetrias e sem discordar deste objetivo em geral, uma avaliação da razoabilidade dos investimentos beneficiaria de mais informação sobre quais as áreas geográficas prioritárias para melhoria de QS (e correspondentes investimentos) e sobre quais os atuais indicadores de QS e quais as melhorias previstas para cada área. Propõe-se que esta informação seja incluída no plano de investimentos.

2.9.3 - Investimento não específico

Por recomendação da ERSE aquando do parecer ao PDIRD anterior o ORD integrou neste Plano informação referente ao investimento não específico, associado à RND, entendido como todas as despesas realizadas com a aquisição ou construção de ativos fixos tangíveis que estejam afetos às "funções de suporte" da Empresa, as quais apesar de servirem de suporte ao processo produtivo, não devem ser consideradas como de suporte direto e específico ao mesmo. Na prática, este investimento é composto essencialmente por sistemas informáticos, edifícios e outras construções, equipamentos de transporte e outros equipamentos.

Sendo este tipo de investimento transversal às redes de AT, MT e BT, o valor considerado para o PDIRD resulta da aplicação de uma chave de repartição por nível de tensão à rede de AT e MT.

Os valores de investimento não específico apresentados no quadro abaixo são apenas os relativos aos níveis de tensão AT e MT, totalizando 58,5 M€ no período 2017-2021, o que perfaz uma média anual de 11,7 M€.

[•...' • , R u b r i c a s ' . ^ ' ' ; ' j. Valore» nófrfnal* (MtJ

Média Anua) _{r^ ',} 'PDfftO ^ 1 7 - 2 1 ^•.•••Totar''t

Inveiti mento Nòo Espedfl co 11.9 15,2 a.3 8,3 7,9

Edifícios c Outras Construções 1.4 0,6 0,5 0.4 0.3 0,0 1,8 Equipamento de Transporte 2.0 2,3 1.7 1.7 1,7 1.7 8,9 Sistemas Informáticos XI i i . a lfa.0 5,6 S,t. « , 7

Outros 0.6 0.6 0.6 0.6 •,6 3,1

Investimento não especifico AT/MT por rubricas (M€) (Fonte: Proposta PDIRD-E 2016)

O Plano apresenta um montante elevado nos anos 2017 e 2018 relativamente à média anual do período 2014-2016. No entanto, a média no período 2017-2021 projeta valores inferiores em 2%, quando comparados com a média anual do período 2014-2016.

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O investimento não específico referente aos níveis de tensão AT e MT representa cerca de 10% do investimento total (lE+INE).

2,9.4 - Investimento a custos totais

O investimento a custos totais, líquido de comparticipações, referentes para o período do PDIRD atinge cerca de 780 M€, conforme indicado no gráfico seguinte;

Investimento a custos totais (Cenário 2)

510,60 MC', Investimento Específico a Custos Primários 58,50 M€ ; 280,20 M€ 69,60 MC Investimento Não Específico a Custos Primários Encargos Capitalizáveis Investimento Total a Custos Totais Comparticipações Financeiras

CAPEX Total a Custos Totais (Fonte: Apresentação da EDP Distribuição)

De registar, que os investimentos específico e não específico a custos primários representam 67% dos investimentos a custos totais.

Entende-se que é fundamental ter uma atitude de prudência na avaliação da necessidade dos investimentos em rede, levando em consideração as repercussões dos novos investimentos sobre os custos de acesso às redes, a suportar pelos consumidores. Pese embora o operador da RND argumentar que os investimentos propostos não agravam a tarifa URD, tal não poderá ser considerado suficiente num contexto marcado por uma tendência de aumento das tarifas de acesso às redes (2015: 6,3%, 2016: 6,2% e 2017: 4,7%) e onde a divida tarifária continua a representar uma importante sobrecarga no custo total da fatura elétrica a suportar pelos consumidores. Neste contexto, entende o CC que o PDIRD deverá contribuir, também, para esse esforço de contenção.

2.10 Situação p r e v i s t a da RND em 31.12.2018 e 3 1 . 1 2 . 2 0 2 1 , f a c e à situação de 31.12.2016

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